内蒙电力公司预防性试验规程

内蒙古电力（集团）有限责任公司 电力设备预防性试验规程 内蒙古电力（集团）有限责任公司 发布 2 电力设备预防性试验规程 目目 录录 1范围.2 2规范性引用文件.2 3总则.3 4旋转电机.4 5电力变压器及电抗器.14 6互感器.29 7开关设备.41 8套管.54 9支柱绝缘子、悬式绝缘子、复合绝缘子、RTV 涂料.56 10 电力电缆线路.59 11 电容器.61 12 绝缘油和六氟化硫气体.67 13 避雷器.71 14 母线.75 15 二次回路.75 16 1KV 及以下的配电装置和馈电线路.76 17 1KV 以上的架空电力线路.76 18 接地装置.78 19 红外成像检测.81 附录 A （资料性附录） 同步发电机和调相机的老化鉴定和硅钢片单位损耗.84 附录 B （规范性附录） 绝缘子的交流耐压试验电压标准.87 附录 C （规范性附录） 分接开关的试验项目周期和标准.88 附录 D （资料性附录） 橡塑电缆内衬层和外护套被破坏进水确定方法.90 附录 E （资料性附录） 橡塑电缆附件中金属层的接地方法.91 附录 F （资料性附录） 高压电气设备的工频耐压试验电压标准 .92 附录 G （资料性附录） 电力变压器的交流试验电压.95 附录 H （资料性附录） 油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值.96 附录 I （资料性附录） 气体绝缘金属封闭开关设备老练试验方法 .97 附录 J （资料性附录） 接触电位差和跨步电位差的计算.100 附录 K （资料性附录） 污秽等级与等值盐密/灰密的关系.103 附录 L （资料性附录） 绝缘子表面灰密测量与计算方法.104 附录 M （规范性附录） 复合绝缘子和 RTV 涂料憎水性测量方法及判断准则.105 附录 N （资料性附录） 带串联间隙过电压保护器试验、接线方法和注意事项.108 3 电力设备预防性试验规程 1范围 本标准规定了各种电力设备预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备是否符合运行条件，预防设备损坏， 保证安全运行。 本标准不适用于高压直流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备，也不适用于电力系统的继电保护装 置、自动装置、测量装置等电力设备和安全用具。 本标准适用于内蒙古电力公司直属发供电、试验研究单位。并网运行的发电企业和重要用户可参照执行。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包 括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新 版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。 GB/T 261 石油产品闪点测定法 GB/T 264 石油产品酸值测定法 GB 507绝缘油介电强度测定方法 GB/T 511 石油产品及添加剂机械杂质测定法(重量法) GB/T 7601 运行中变压器油水份测定法(气相色谱法) GB 1094.3 电力变压器 第 3 部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB 2536 超高压变压器 GB 5654液体绝缘材料工频相对介电常数介质损耗因数和体积电阻率的试验方法 GB 1094.11 电力变压器第 11 部分：干式电力变压器 GB/T 6541 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB/T 7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 7328 变压器和电抗器的声级测定 GB/T 7595-2000 运行中变压器油质量标准 GB/T 7598 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB/T 7600 运行中变压器油水份含量测定法(库仑法) GB 11032-2000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB/T 16927.1-1997 高电压试验技术第一部分：一般试验要求 GB/T 17623-1998 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法 GB/T 20140-2006 透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定 GB/T 20160-2006 旋转电机绝缘电阻测试 GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 DL/T 421 绝缘油体积电阻率测定法 DL/T 423 绝缘油中含气量的测试方法(真空压差法) DL 424-1991 火电厂用工业硫酸试验方法 DL 429.9 电力系统油质试验方法 9.绝缘油介电强度测定法 DL/T 450 绝缘油中含气量的测试方法(二氧化碳洗脱法) DL/T 492 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T 506-2007 六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法 DL/T 574 有载分接开关运行维修导则 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 DL/T 580-1995 用露点法测量变压器纸中平均含水量的方法 DL/T 538-1993 高压带电显示装置技术条件 DL/T 664-1999 带电设备红外诊断技术应用导则 DL/T 703 绝缘油中含气量的气相色谱测定法 DL/T 735 大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定 DL/T 810-2002 500kV 直流棒形悬式复合绝缘子技术条件 DL/T 864-2004 标称电压高于 1000V 交流架空线路用复合绝缘子使用导则 JB/T 6204-2002 高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范 GB 12022-2006 工业六氟化硫 DL/T 506-2007 六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法 GB 11023 高压开关设备六氟化硫气体密封性试验方法 DL/T 916-2005 六氟化硫气体酸度测定法 DL/T 917-2005 六氟化硫气体密度测定法 DL/T 918-2005 六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法 DL/T 919-2005 六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法) DL/T 920-2005 六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法 4 电力设备预防性试验规程 DL/T 921-2005 六氟化硫气毒性生物试验方法 3总则 3.1电力设备预防性试验是检测、鉴定设备的健康状况，防止设备在运行中发生损坏的重要措施。依据华北电网有限 公司电力设备交接和预防性试验规程（2005 年）、参照电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB 50150- 2006）、国网公司输变电设备状态检修试验规程（Q/GDW 168-2008），并结合内蒙古电网多年来预防性试验工作 经验，特制定本规程。 3.2本标准只对运行中电力设备的预防性试验、检测项目、周期和内容做出规定，交接时的试验和检测项目及有关规 定按照电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB50150-2006）执行。 3.3电力设备预防性试验周期一般规定：500kV 设备 12 年，220kV 设备 23 年，110kV 及以下设备 23 年。执行 中各单位应根据管辖设备的具体运行情况，在本标准规定的预试周期范围内合理确定预试周期。重要设备、有缺陷设 备和运行超过 20 年的设备预试周期应缩短，绝缘稳定设备的周期可适当延长，但不能超过规定周期上限。新投运设备 一年内必须进行预试，根据试验结果并结合运行情况确定是否纳入各电压等级正常预试周期。交接试验后 6 个月内未 投入运行的设备，在重新投运前应重做试验，要求重做的试验项目，本规程列为“投运前”周期内容。 3.4预防性试验中对试验结果必须进行全面、历史地综合分析和比较，即要对照历次试验结果，也要对照不同相别或 同类设备的试验结果，根据变化规律和趋势，经全面分析后做出判断。 3.5若遇特殊情况而不能执行本规程有关规定时（如延长设备的试验周期、删减试验项目、降低试验标准以及判断设 备能否投入运行等），应组织有关人员认真分析讨论、提出建议，由本单位主管生产的领导批准执行，并报上级监督 部门备案，重大问题报公司批准。 3.6110kV 以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。110kV 及以上的电力设备，除有特殊规定 外，可不进行耐压试验。 50Hz 交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为 1min；其它耐压方法的施加时间在有关 设备的试验要求中规定。 非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压等级按插入法计算。 充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无制造厂规定，则应依据设备的额定 电压满足以下要求： 1)500kV 设备静置时间大于 72h； 2)220kV 设备静置时间大于 48h； 3)110kV 及以下设备静置时间大于 24h； 3.7进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)，但同一试 验电压的设备可以连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也 可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。 3.8当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据下列原则确定其试验电压： 1)当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压； 2)当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定工作电压确定其试验电压。 3.9在进行与温度和湿度有关的各种试验时（如测量直流电阻、绝缘电阻、tan、泄漏电流等），应同时测量被试品 的温度以及环境温度和湿度。 在进行绝缘试验时，被试品温度一般不低于 5，户外试验应在良好的天气进行，且空气相对湿度一般不高于 80%。 对不满足上述温度、湿度条件情况下，测得的试验数据应进行综合分析，以判断电力设备是否可以运行。 3.10 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。 3.11有末屏抽头的套管、耦合电容器和避雷器可以积极开展带电测试电容电流和泄漏电流，当带电测试发现问题时应 进行停电试验进一步核实。 3.12对引进的国外设备，应按国外制造厂标准和有关技术协议，并参照本规程进行试验。 4旋转电机 4.1同步发电机和调相机 4.1.1容量为 6000kW 以上的同步发电机和调相机的试验项目、周期和标准见表 4.1，6000 kW 以下者可参照执行。 表 4.1 同步发电机试验项目、周期和标准 序号项目周期标准说明 5 电力设备预防性试验规程 序号项目周期标准说明 1 定子 绕组的 绝缘电 阻、吸 收比或 极化指 数 1)大修前、 后； 2)小修时； 3)必要时。 1)绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件(温度、 湿度)下，绝缘电阻值低到历年正常值的 1/3 以下时， 应查明原因； 2)各相或分支绝缘电阻的差值不应大于最小值的 100%； 3)吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸 收比不应小于 1.3 或极化指数不应小于 1.5；环氧粉 云母绝缘吸收比不应小于 1.6 或极化指数不应小于 2.0；水内冷定子绕组自行规定； 4)参见 GB201602006旋转电机绝缘电阻测试。 1)额定电压为 5000V12000V，用 2500V5000V 兆欧表，额 定电压为 12000V 以上，用 250010000V 兆欧表。量 程一般不低于 10000M； 2)水内冷定子绕组用专用 兆欧表，测量时发电机引水 管电阻在 100k 以上，汇 水管对地绝缘电阻在 30k 以上； 3)200MW 及以上机组推荐 测量极化指数，当 1min 的 绝缘电阻在 5000 M 以上 时，可不测极化指数。 2 定子 绕组的 直流电 阻 1)大修时； 2)发电机 出口短路后； 3)小修时 （200MW 及 以上国产汽 轮发电机组） ； 4)必要时。 汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了 由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与 初次(出厂或交接时)测量值比较，相差值不得大于最 小值的 2%，超出要求者，应查明原因。 1)在冷态下测量，绕组表 面温度与周围空气温度之差 不应大于3； 2)汽轮发电机相间(或分 支间)差别及其历年的相对 变化大于 1%时应引起注意； 3)电阻值超出要求时，可 采用定子绕组通入 10%20%额定电流(直流)， 用红外热像仪查找。 3 定子 绕组泄 漏电流 和直流 耐压 1)大修前、 后； 2)小修时； 3)更换绕 组后； 4）必要时。 1)试验电压如下： 大修中全部更换定子绕 组并修好后 3.0Un 运行机组重新安装时； 局部更换定子绕组并修好 后 2.5Un 运行 20 年及以下者 2.5Un 大 修 前 运行 20 年以上2.02.5Un 小修时和大修后 2.5Un 2)在规定试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大 于最小值的 100；最大泄漏电流在 20A 以下者(水 内冷定子绕组在 50A 以下者)，各相间差值可不考 虑； 3)泄漏电流不应随时间延长而增大。 1)应在停机后清除污秽前 热状态下进行。处于备用状 态时，可在冷状态下进行。 氢冷发电机应在充氢后氢纯 度为 96%以上或排氢后含氢 量在 3%以下时进行，严禁 在置换过程中进行试验； 2)试验电压按每级 0.5 Un 分阶段升高，每阶段停 留 1min； 3)不符合标准 2)、3)之 一者，应尽可能找出原因并 消除，但并非不能运行； 4)泄漏电流随电压不成比 例显著增长时，应注意分析； 5)试验时，微安表应接在 高压侧，并对出线套管表面 加以屏蔽。水内冷发电机汇 水管有绝缘者，应采用低压 屏蔽法接线；汇水管直接接 地者，应在不通水和引水管 吹净条件下进行试验。冷却 水质应透明纯净，无机械混 杂物，导电率在水温 25 时不大于 0.5102s/m。 4 定子 绕组交 流耐压 1)大修前； 2)更换绕 1)全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下： 1) 应在停机后清除污秽 前热状态下进行。备用状态 时，可在冷状态上进行。氢 6 电力设备预防性试验规程 序号项目周期标准说明 容量（kW 或 kVA） 额定电压 Un (V) 试验电压(V) 小于 1000036 以上 2Un+1000 但最 低为 1500 6000 以下 2.5Un 600024000 2Un+1000 10000 及以上 24000 以上按专门协议 2)大修或局部更换定子绕组并修好后试验电压为： 运行 20 年及以下者 1.5Un 运行 20 年以上(1.31.5)Un 组后。 冷发电机试验条件见本表序 号 3 说明； 2) 水内冷电机一般应在 通水的情况下进行试验；进 口机组按厂家规定；水质要 求同本表序号 3 说明 5)； 3) 有条件时，可采用超 低频(0.1 Hz)耐压，试验电 压峰值为工频试验电压峰值 的 1.2 倍，持续时间为 1 min； 4)全部或局部更换定子绕 组的工艺过程中的试验电压 见 JB/T62042002高压 交流电机定子线圈及绕组绝 缘耐电压试验规范或按制 造厂规定。 5 转子 绕组的 绝缘电 阻 1)大修中 转子清扫前、 后； 2)小修时。 1)绝缘电阻值在室温时一般不小于 0.5M 2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小 于 5k。 1)用 1000V 兆欧表测量。 水内冷发电机用 500V 及以 下兆欧表或其它测量仪器； 2)对于 300 MW 以下的隐 极式电机，当定子绕组已干 燥完毕而转子绕组尚未干燥， 如果转子绕组的绝缘电阻值 在 75时不小于 2 k，或 在 20时不小于 20 k， 也可投入运行； 3)对于 300 MW 及以上隐 极式机组在 10-30时转子 绕组绝缘电阻值不应小于 0.5M。 6 转子 绕组的 直流电 阻 大修时。 与初次(交接或大修)所测结果比较，其差别一般不 超过 2%。 1)在冷态下进行测量； 2)显极式转子绕组还应对 各磁极线圈间的连接点进行 测量。 试验电压如下： 显极式和隐极式转子 全部更换绕组并修好后 额定励磁电压 500V 及以 下者为 10Un，但不低于 1500V；500V 以上者为 2Un+4000V 显极式转子大修时及 局部更换绕组并修好后 5Un，但不低于 1000 V， 不大于 2000V 隐极式转子局部修理 槽内绝缘后及局部更换 绕组并修好后 5Un，但不低于 1000 V， 不大于 2000V 7 转子 绕组交 流耐压 1)显极式 转子大修时 和更换绕组 后； 2)隐极式 转子拆卸套 箍后，局部 修理槽内绝 缘和更换绕 组后。 1)隐极式转子拆卸套箍只 修理端部绝缘时，可用 2500 V 兆欧表代替； 2)隐极式转子若在端部有 铝鞍，则在拆卸套箍后作绕 组对铝鞍的耐压试验。试验 时将转子绕组与轴连接，在 铝鞍上加电压 2000V； 3)全部更换转子绕组工艺 过程中的试验电压值按制造 厂规定。 7 电力设备预防性试验规程 序号项目周期标准说明 8 发电 机的励 磁回路 所连接 的设备 (不包括 发电机 转子和 励磁机 电枢)的 绝缘电 阻 1)大修时； 2)小修时。 绝缘电阻值不应低于 0.5M，否则应查明原因并消 除。 1)小修时用 1000 V 兆欧 表； 2)大修时用 2500 V 兆表； 3)回路中有电子元器件设 备时，试验时应取出插件或 将两端短接。 9 发电 机的励 磁回路 所连接 的设备 (不包括 发电机 转子和 励磁机 电枢)的 交流耐 压 大修时。试验电压为 1kV。 可用 2500V 兆欧表测量绝 缘电阻代替。 10 定子 铁心损 耗试验 1)重新组 装或更换、 修理硅钢片 后； 2)必要时。 1)磁密在 1T 下齿的最高温升不大于 25，齿的最 大温差不大于 15，单位损耗不大于 1.3 倍参考值， 在 1.4T 下自行规定； 2)对运行年久的电机自行规定； 3)单位损耗参考值见附录 A。 1)在磁密为 1T 下持续试 验时间为 90min，在磁密为 1.4T 下持续时间为 45min， 对直径较大的水轮发电机试 验时应注意校正由于磁通密 度分布不均匀所引起的误差； 2)可用红外热像仪测温。 11 发电 机和励 磁机轴 承的绝 缘电阻 大修时。 1)汽轮发电机组的轴承不能低于 0.5M； 2)立式水轮发电机组的推力轴承每一轴瓦不得低于 100 M 油槽充油并顶起转子时，不得低于 0.3M； 3)所有类型的水轮发电机，凡有绝缘的导轴承，油 槽充油前，每一轴瓦不得不低于 100 M。 安装前的分别用 1000 V 兆欧表测量内端盖、密封瓦、 端盖轴承等处的绝缘电阻。 12 灭磁 电阻器 (或自同 期电阻 器)的直 流电阻 大修时。 与铬牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过 10%。 非线性电阻按厂家要求。 13 灭磁 开关的 并联电 阻 大修时。与初始值比较应无显著差别。电阻值应分段测量。 8 电力设备预防性试验规程 序号项目周期标准说明 14 转子 绕组的 交流阻 抗和功 率损耗 大修时。 阻抗和功率损耗值自行规定，在相同试验条件下， 与历年数值比较，不应有显著变化，相差 10%应引起 注意。 1)隐极式转子在膛外或膛 内以及不同转速下测量，显 极式转对每一个磁极转子绕 组测量； 2)每次试验应在相同条件 相同电压下进行，试验电压 峰值不超过额定励磁电压 (显极式转子自行规定)； 3)本试验可用动态匝间短 路监测法代替(波形法)。 15 定子 绕组端 部动态 特性 1)大修时 (应在大修后、 转子回装前 进行)； 2)必要时。 1）已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在 95Hz112 Hz 范围之内且振型为为椭圆为不合格； 2）已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在 95Hz112 Hz 范围之内，振型不是椭圆，应结合发电 机历史情况综合分析； 3）线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率 在 95Hz108 Hz 范围之内为不合格。 1)应结合历次测量结果进 行综合分析； 2)200 MW 及以上汽轮发 电机应进行试验，其它机组 不作规定。 1) 直流试验电压值为 Un 2) 测度结果一般不大于下表值 不同 Un下之限值(kV)机组 状态 测量部位 15.751820 手包绝缘引线 接头及汽机侧隔 相接头 1.01.21.3 现场处 理绝缘 后 端部接头(包 括引水管锥体绝 缘)及过渡引线 并联块 1.51.71.9 手包绝缘引线 接头及汽机侧隔 相接头 2.02.32.5 16 定子 绕组端 部手包 绝缘表 面对地 电位 1)大修时； 2)必要时。 大修时端部接头(包 括引水管锥体绝 缘)及过渡引线 并联块 3.03.53.8 1)200 MW 及以上国产水 氢氢汽轮发电机应进行试验， 其它机组不作规定； 2)定子端部表面极端脏污 时(如事故后等)可采用测量 局部泄漏电流的方法来试验， 标准规定如下：表中表面电 位法中限值为 1kV、2kV、3kV，则局部泄 漏电流法相应电流限值为 10A、20A、30A，其 余依此类推； 3）使用内阻为 100M 的 专用测量杆测量。 17 轴电压 1)大修后； 2)必要时。 1)在汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴 上的电压一般应等于轴承与机座间的电压； 2)汽轮发电机大轴对地电压一般小于 10V； 3)水轮发电机不作规定。 1)测量时采用高内阻(不 小于 100k/V)的交流电压 表； 2)对于端盖式轴承可测轴 对地电压。 18 定子 绕组绝 缘老化 鉴定 1)新机投 产后第一次 大修有条件 时进行； 2)累计运 行 20 年以上 的每次大修 后。 参见 DL/T 492发电机定子绕组环洋云母绝缘老 化鉴定导则 。 1)累计运行时间 20 年以 上且运行或预防性试验中绝 缘频繁击穿的机组应进行， 其它机组不作规定； 2)新机投产后第一次大修 有条件时可对定子绕组做试 验，以留取初始值。 9 电力设备预防性试验规程 序号项目周期标准说明 19 空载 特性曲 线 1)大修后； 2)更换绕 组后。 1)与制造厂(或以前测得的)数据比较，应在测量误 差的范围以内 2)在额定转速下的定子电压最高试验值： a)水轮发电机为 1.5 Un(以不超过额定励磁电流 为限)； b)汽轮发电机为 1.3 Un(带变压器时为 1.05 Un)； 3)对于有匝间绝缘的电机最高电压下持续时间为 5min。 大修时一般可以仅做带变 压器的试验。 20 发电 机定子 开路时 的灭磁 时间常 数 更换灭磁 开关后。 时间常数与出厂或更换前比较，应无明显差异。 21 检查相 序 改动接线 后。 应与电网的相序一致。 22 温升 1)第一次 大修前； 2)定子或 转子绕组更 换后、冷却 系统改进后； 3)必要时。 应符合制造厂规定。 如对埋入式温度计测量值 有怀疑时，应采用带电测平 均温度的方法进行校核。 4.1.2有关定子绕组干燥问题的规定 发电机和同步调相机交接及大修中更换绕组时，容量为 10MW(MVA)以上的定子绕组绝缘状况应满足下列条件，而容 量为 10MW(MVA)及以下时满足下列条件之一者，可以不经干燥投入运行： a)分相测得沥青浸胶及烘卷云母绝缘的吸收比不小于 1.3 或极化指数不小于 1.5；对于环氧粉云母绝缘吸收比不 小于 1.6 或极化指数不小于 2.0。水内冷发电机的吸收比和极化指数自行规定。 b)在 40时三相绕组并联对地绝缘电阻不小于 100M，分相试验时，不小于 200M。若定子绕组不是 40，绝 缘电阻值需要进行换算时。换算公式为 ctt RK R 式中：换算至 40时的绝缘电阻值，M； c R 试验温度为 t时的绝缘电阻值，M； t R 绝缘电阻温度换算因数。 t K 绝缘电阻温度换算因数(Kt)按下列公式计算： 1 () 10 t t t K 式中： 试验时的温度，t 换算温度值(75、40或其它温度)；： 1 t 温度系数-1,此值与绝缘材料的类别有关，如对于 A 级绝缘为 0.025；B 级绝缘为 0.030。 4.1.3发电机大修对应为 A 级检修、小修对应为 B、C 级检修。 A 级检修：是指对发电机组进行全面解体检查和修理，以保持、恢复或提高设备性能； B 级检修：是指针对机组某些设备存在问题，对机组部分设备进行解体检查和修理； C 级检查：是指根据设备的磨损、老化规律，有重点的对机组进行检查、评估、修理、清扫。 4.2直流电机 直流电机的试验项目、周期和标准见表 4.2。 表 4.2 直流电机的试验项目、周期和标准 10 电力设备预防性试验规程 序号项目周期标准说明 1 绕组的绝 缘电阻 1)大修时； 2)小修时。 绝缘电阻值一般不低于 0.5 M。 1)用 1000 V 兆欧表； 2)对励磁机应测量电枢绕组对 轴和金属绑线的绝缘电阻。 2 绕组的直 流电阻 大修时。 1) 与制造厂试验数据或以前测得值比较， 相差一般不大小 2%；补偿绕组自行规定； 2) 100 kW 以下的不重要电机自行规定。 3 电枢绕组 片间的直流 电阻 大修时。相互间的差值不应超过最小值的 10%。 1)由于均压线产生的有规律变 化，应与各相应的片间进行比较； 2)对波绕组或硅绕组应根据在 整流子上实际节距测量； 4 绕组的交 流耐压 大修时。 磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压： 1)大修时为 1000V。 100kW 以下不重要的直流电机 可用 2500V 兆欧表测绝缘电阻代 替。 5 磁场可变 电阻器的直 流电阻 大修时。 与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大 于 10%。 应在所有接头位置测量，电 阻值变化应有规律性。 6 励磁回路 所有连接设 备的绝缘电 阻 大修时。一般不低于 0.5M。用 1000V 兆欧表。 7 碳刷中心 位置 大修时。 核对位置是否正确，应满足良好换向要求。必要时可做无火花换向试验。 8 绕组的极 性及其连接 接线变动时。极性和连接均应正确。 9 直流发电 机的特性 更换绕组后。 与制造厂试验数据比较，应在测量误差范 围内。 1)空载特性：测录到最大励磁 电压值为止； 2)励磁电压的增长速度：在励 磁机空载额定电压下进行。 4.3中频发电机 中频发电机的试验项目、周期和标准见表 4.3。 表 4.3 中频发电机的试验项目、周期和标准 序号项目周期标准说明 1 绕组的绝 缘电阻 1)大修时； 2)小修时。 绝缘电阻值不应低于 0.5M。 1000 V 以下的中频发电机使 用 1000V 兆欧表；1000V 及以上 者使用 2500V 兆欧表。 2 绕组的直 流电阻 大修时。 1)各相绕组直流电阻值相互差别不超过最 小值的 2%； 2)励磁绕组直流电阻值与出厂值比较不应 有显著差别。 3 绕组的交 流耐压 大修时。试验电压为出厂试验电压值的 75%。 副励磁机的交流耐压试验可用 1000V 兆欧表测量绝缘电阻代替。 4 可变电阻 器或起动电 阻器的直流 电阻 大修时。 与制造厂数值或最初测得值比较相差不得超 过 10%。 1000 V 及以上中频发电机应 在所有分接头上测量。 5 空载特性 曲线 大修时。与制造厂出厂值比较应无明显差别。 11 电力设备预防性试验规程 4.4交流电动机 交流电动机的试验项目、周期和标准见表 4.4。 表 4.4 交流电动机的试验项目、周期和标准 序号项目周期标准说明 1 绕组的绝 缘电阻、吸 收比或极化 指数 1) 大修时； 2) 小修时。 1)绝缘电阻值； a)额定电压 3000 V 以下者，在室温下不应 低于 0.5M； b)额定电压 3000 V 及以上者，交流耐压前， 定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不 应低于 1M/kV；投运前室温下(包括电缆) 不应低于 1M/kV； c)转子绕组不应低于 0.5M； 2)吸收比或极化指数自行规定。 1)500 kW 及以上的电动机， 应测量吸收比(或极化指数)； 2)3 kV 以下的电动机使用 1000 V 兆欧表，3kV 以上的电动 机使用 2500V 兆欧表； 3)小修时定子绕组可与其所连 接的电缆一起测量，转子绕组可 与起动设备一起测量； 4)有条件时应分相测量； 5）加装变频器的电动机测量 前应与变频器隔离。 2 绕组的直 流电阻 1) 大修时； 2)1 年( 3kV 及以上或 100 kW 及以上)。 1)3kV 及以上或 100kW 及以上的电动机各 相绕相直流电阻值的相互差值不应超过最小 值的 2%；中性点未引出者，可测量线间电阻， 相互差值不应超过最小值的 1%； 2)其余电动机自行规定； 3)应注意相互间差别的历年相对变化。 3 定子绕组 泄漏电流和 直流耐压 1)大修时； 2)更换绕组 后。 1)3kV 及以上或 500kW 及以上的电动机应 进行试验，其它电动机自行规定； 2) 在线滤油装置全部更换绕组时试验电压 为 3 Un；大修或局部更换绕组时为 2.5Un； 3)泄漏电流相互差别一般不大于最小值的 100%，20A 以下者不作规定。 有条件时应分相进行试验。 4 定子绕组 交流耐压 1)大修时； 2)更换绕组 后。 1)全部更换绕组后试验电压为(2Un+1 000) V，但不低于 1500V； 2)大修时或局部更换定子绕组后，试验电 压为 1.5 Un，但不低于 1000V。 1)低压和 100 kW 以下不重要 的电动机，交流耐压试验可用 2 500 V 兆欧表测绝缘电阻代替； 2)更换定子绕组时工艺过程中 的交流耐压试验按制制造厂规定。 试验电压如下： 电动机 状态 不可逆式可逆式 全部更 换转子绕 组后 2Uk+ 1000 V 4Uk+ 1000V5 绕线式电 动机转子绕 组的交流耐 压 1)大修时； 2)更换绕组 后。 大修时 或局部更 换定子绕 组后 1.5Uk，但 不小于 1000 V 3.0Uk，但不 小于 2000 V 1)绕组式电机已改为直接起动 者，可不做交流耐压； 2)Uk 为转子静止时，在定子 绕组上加额定电压于滑环上测得 的电压； 6 同步电动 机转子绕组 交流耐压 大修时大修时为 1000V。 用 2500 V 兆欧表测绝缘电阻 代替。 12 电力设备预防性试验规程 序号项目周期标准说明 7 可变电阻 器或起动电 阻器的直流 电阻 大修时 与制造厂数值或最初测得结果相比较，相 差不应超过 10%。 3000 V 及以上的电动机应在 所有分头上测量。 8 可变电阻 器与同步电 阻器的绝缘 电阻 大修时。 与回路一起测量时，绝缘电阻值不应低于 0.5M。 用 2500V 兆欧表。 9 同步电动 机及其励磁 机轴承的绝 缘电阻 大修时。绝缘电阻不应低于 0.5M。 1)在油管安装完毕后测量； 2)用 1000V 兆欧表。 10 转子金属 绑线的绝缘 电阻 大修时。绝缘电阻不应低于 0.5M。用 2500V 兆欧表。 11 定子绕组 的极性 接线变动时。 定子绕组的极性与连接应正确。 1)对双绕组的电动机，应检查 两分支间连接的正确性； 2)中性点无引出者可不检查极 性。 12 空载电流 和空载损耗 必要时。 1)转动应正常，空载电流自行规定； 2)额定电压下空载损耗值不得超过上次值 的 50%。 1)空转检查时间一般不小于 1h； 2)测定空载电流仅在对电动机 有怀疑时进行； 3)3000 V 以下电动机仅测空 载电流不测空载损耗。 5电力变压器及电抗器 5.135kV 及以上油浸式变压器、电抗器 35kV 及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准见表 5.1。 表 5.1 35kV 及以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准 序 号 项目周期标准说明 14 电力设备预防性试验规程 序 号 项目周期标准说明 1 油中溶解 气体色谱分 析 1)投运前； 2)大修后； 3)运行中： a)500kV 变压 器、电抗器 1 个 月 1 次；对新装、 大修、更换绕组 后增加第 1、4、10、30 天； b)220kV 变压 器和发电厂 120 MVA 以上的变压 器 3 个月 1 次； 对新装、大修、 更换绕组后增加 第 1、4、10、30 天； c)110kV 变压 器 6 个月 1 次； 对新装、大修、 更换绕组后增加 第 1、4、10、30 天； d)35kV 变压器 8MVA 及以上 1 年 1 次，8MVA 以下 2 年 1 次； e)必要时。 1)新装变压器的油中任一项溶解气体含 量不得超过下列数值：总烃： 20L/L；H2：30L/L；C2H2：不应含有； 2)大修后变压器的油中任一项溶解气体 含量不得超过下列数值：总烃： 50L/L；H2：50L/L；C2H2：痕量； 3)运行设备的油中任一项溶解气体含量 超过下列数值时应引起注意：总烃： 150L/L；H2：150L/L；C2H2：5.0L/L (500kV 设备为 1.0L/L)； 4)对 110kV 及以上变压器的油中一旦出 现 C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势； 5)烃类气体总和的产气速率在 0.25mL/h (开放式)和 0.5 mL/h (密封式)，相对产气 速率大于 10%/月，则认为设备有异常； 6)500kV 电抗器当出现少量(小于 5.0L/ L)C2H2时也应引起注意：如气体分 析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组 和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情 况下运行。 1)总烃包括： CH4、C2H6、C2H4和 C2H2四种气 体； 2)溶解气体组份含量的单位 为 L/L； 3)溶解气体组份含量有增长 趋势时，可结合产气速率判断， 必要时缩短周期进行跟踪分析； 4)总烃含量低的设备不宜采 用相对产气速率进行分析判断； 5)新投运的变压器应有投运 前的测试数据； 6)从实际带电之日起，即纳 入监测范围。 7)封闭式电缆出线的变压器 电缆侧绕组当不进行绕组直流 电阻定期试验时，应缩短油中 溶解气体色谱分析检测周期， 220 kV 变压器不超过 3 个月， 110kV 变压器最长不应超过 6 个月。 15 电力设备预防性试验规程 序 号 项目周期标准说明 2 绕组直流 电阻 1)大修后； 2)500kV 变压 器及电抗器 12 年； 3)220kV 变压 器及电抗器 23 年； 4)35110kV 变压器 23 年； 5）无磁调压变 压器变换分接位 置； 6)有载调压变 压器的分接开关 检修后(所有分接) ； 7)必要时。 1)1.6MVA 以上变压器，各相绕组电阻相 互间的差别，不应大于三相平均值的 2%； 无中性点引出的绕组，线间差别不应大于 三相平均值的 1%。且三相不平衡率变化量 大于 0.5%应引起注意，大于 1%应查明原因； 2)1.6MVA 及以下变压器，相间差别一般 不应大于三相